{"id":141079,"date":"2024-02-05T15:09:22","date_gmt":"2024-02-05T14:09:22","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=141079"},"modified":"2024-03-14T15:12:57","modified_gmt":"2024-03-14T14:12:57","slug":"preisstabilitaet-auf-den-europaeischen-strommaerkten-in-der-fuenften-woche-des-jahres-2024","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/preisstabilitaet-auf-den-europaeischen-strommaerkten-in-der-fuenften-woche-des-jahres-2024\/","title":{"rendered":"Preisstabilit\u00e4t auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten in der f\u00fcnften Woche des Jahres 2024"},"content":{"rendered":"\t\t
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AleaSoft Energy Forecasting, 5. Februar 2024. In der Woche vom 29. Januar waren die Durchschnittspreise der meisten wichtigen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte \u00e4hnlich wie in der Vorwoche. Die Solarproduktion stieg in den meisten M\u00e4rkten weiter an, da die Tage l\u00e4nger werden, w\u00e4hrend die Windproduktion im Allgemeinen geringer war als in der Vorwoche. In fast allen M\u00e4rkten ging die Nachfrage zur\u00fcck. Die CO2<\/sub>-Futures fielen weiter und die Gas-Futures stoppten den Abw\u00e4rtstrend der letzten Monate.<\/strong><\/p>

Photovoltaik- und Solarthermieproduktion und Windstromproduktion<\/h2>

In der Woche vom 29. Januar hat die Solarstromerzeugung<\/strong> auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten dank der l\u00e4ngeren Tage weiter zugenommen. Dieser Trend hat sich seit Jahresbeginn auf dem italienischen und dem franz\u00f6sischen Markt fortgesetzt, mit einem Anstieg von 20 % bzw. 10 % in der betreffenden Woche im Vergleich zur Vorwoche. Auf der iberischen Halbinsel nahm die Solarproduktion in der zweiten Woche in Folge zu, und zwar um 16 % in Portugal und 6,3 % in Spanien. Eine Ausnahme bildete der deutsche Markt, wo die Solarproduktion um 7,0 % zur\u00fcckging, nachdem sie in der Vorwoche noch deutlich gestiegen war.<\/p>

Der Aufw\u00e4rtstrend bei der Solarproduktion spiegelte sich auch in den Tageswerten wider. In Spanien erreichte die PV-Solarproduktion<\/strong> mit 104 GWh am Sonntag, den 4. Februar, ein Niveau, das zuletzt im Oktober verzeichnet wurde. Auch in Italien und Portugal wurden am Samstag, dem 3. Februar, mit 67 GWh bzw. 12 GWh so viele Sonnenstunden erzeugt wie seit Oktober nicht mehr.<\/p>

Nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> f\u00fcr die Solarstromproduktion<\/a> in der Woche vom 5. Februar wird sich der Trend voraussichtlich umkehren, wobei die Solarstromproduktion in Deutschland zunehmen und in Italien und Spanien abnehmen wird.<\/p>

AleaSoft - Solar photovoltaic thermosolar energy production electricity Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.<\/span><\/div>
AleaSoft - Solar photovoltaic production profile Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.<\/span><\/div><\/p>

In der Woche vom 29. Januar war die Windenergieerzeugung<\/strong> auf den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche r\u00fcckl\u00e4ufig. Italien und Spanien verzeichneten in zwei aufeinanderfolgenden Wochen R\u00fcckg\u00e4nge von 28 % bzw. 0,8 %. Auf dem franz\u00f6sischen und dem deutschen Markt ging die Windstromerzeugung um 43 % bzw. 9,2 % zur\u00fcck. Nur auf dem portugiesischen Markt stieg die Produktion mit dieser Technologie nach dem R\u00fcckgang in der Vorwoche um 12 %.<\/p>

Nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> f\u00fcr die Windstromproduktion<\/a> in der Woche vom 5. Februar wird erwartet, dass der Abw\u00e4rtstrend auf dem deutschen Markt anhalten wird. Dagegen wird in Frankreich, Italien und auf der iberischen Halbinsel mit einem Anstieg der Windstromproduktion gerechnet.<\/p>

AleaSoft - Wind energy production electricity Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.<\/span><\/div><\/p>

Elektrizit\u00e4tsnachfrage<\/h2>

In der Woche vom 29. Januar war auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten ein R\u00fcckgang der Stromnachfrage<\/strong> zu verzeichnen, der dem Abw\u00e4rtstrend der Vorwochen folgte. In Portugal, Frankreich und Spanien ging die Nachfrage in der dritten Woche in Folge zur\u00fcck, und zwar um 4,9 %, 1,7 % bzw. 1,3 %. Die M\u00e4rkte in Belgien, Deutschland, Gro\u00dfbritannien und Italien hingegen verzeichneten in der zweiten Woche in Folge R\u00fcckg\u00e4nge, die zwischen 2,0 % und 0,3 % lagen. Eine Ausnahme bildete der niederl\u00e4ndische Markt, auf dem die Stromnachfrage im Vergleich zur Woche vom 22. Januar um 3,6 % anstieg.<\/p>

Gleichzeitig stiegen die Durchschnittstemperaturen<\/strong> in Gro\u00dfbritannien, den Niederlanden und Belgien zwischen 0,2\u00b0C und 0,6\u00b0C. Dagegen verzeichneten die untersuchten s\u00fcdeurop\u00e4ischen M\u00e4rkte R\u00fcckg\u00e4nge der Durchschnittstemperaturen zwischen 0,9\u00b0C und 0,1\u00b0C. Auf dem deutschen Markt blieben die Durchschnittstemperaturen \u00e4hnlich wie in der Vorwoche.<\/p>

Die Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> zeigen, dass der Abw\u00e4rtstrend in Frankreich und Italien in der Woche vom 5. Februar anhalten wird. Dagegen wird in Deutschland, Spanien, Portugal, Belgien, den Niederlanden und Gro\u00dfbritannien ein Anstieg der Nachfrage im Vergleich zur Woche vom 29. Januar erwartet.<\/p>

AleaSoft - Electricity demand European countries<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid und ELIA.<\/span><\/div><\/p>

Europ\u00e4ische Stromm\u00e4rkte<\/h2>

In der Woche bis zum 29. Januar blieben die Durchschnittspreise auf den meisten wichtigen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten \u00e4hnlich wie in der Vorwoche. Eine Ausnahme bildete der nordische Markt Nord Pool<\/strong>, wo die Preise um 32 % fielen. Leichte R\u00fcckg\u00e4nge waren auch auf dem EPEX SPOT-Markt<\/strong> in den Niederlanden und Deutschland sowie auf dem N2EX-Markt<\/strong> im Vereinigten K\u00f6nigreich zu verzeichnen (-0,1 %, -1,1 % bzw. -1,1 %). Im Gegensatz dazu stiegen die Preise auf den \u00fcbrigen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten zwischen 0,6 % auf dem portugiesischen Markt MIBEL<\/strong> und 5,3 % auf dem franz\u00f6sischen Markt EPEX SPOT.<\/p>

In der ersten Februarwoche blieben die Wochendurchschnitte in fast allen analysierten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten unter 75 \u20ac\/MWh. Die Ausnahme bildete der italienische IPEX-Markt<\/strong>, der mit 95,68 \u20ac\/MWh erneut den h\u00f6chsten Durchschnittspreis verzeichnete. Auf dem nordischen Markt hingegen wurde mit 30,56 \u20ac\/MWh der niedrigste Wochenpreis erzielt. Auf den \u00fcbrigen untersuchten M\u00e4rkten reichten die Preise von 59,92 \u20ac\/MWh auf dem deutschen Markt bis 71,89 \u20ac\/MWh auf dem spanischen Markt.<\/p>

Au\u00dferdem wurden in den ersten f\u00fcnf Februartagen auf mehreren M\u00e4rkten Stundenpreise unter 1 \u20ac\/MWh verzeichnet. Auf dem deutschen, belgischen, britischen, niederl\u00e4ndischen und nordischen Markt lag die Zahl der Stunden mit Preisen unter 1 \u20ac\/MWh bei 11, 3, 2, 8 bzw. 6.<\/p>

In der Woche vom 29. Januar erholten sich die w\u00f6chentlichen Gaspreise leicht. Dies f\u00fchrte zu einem leichten Preisanstieg auf den meisten der untersuchten M\u00e4rkte. Der R\u00fcckgang der Windenergieerzeugung in M\u00e4rkten wie Frankreich, Spanien und Italien trug ebenfalls zu diesem Verhalten bei. Der Nachfrager\u00fcckgang begrenzte jedoch den Anstieg und trug in einigen F\u00e4llen zu niedrigeren Preisen bei.

AleaSoft - Wind Farm<\/a><\/div><\/p>

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> zeigen, dass die Preise in der zweiten Februarwoche auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten sinken k\u00f6nnten. Der Anstieg der Windenergieproduktion in den meisten M\u00e4rkten wird dieses Verhalten beg\u00fcnstigen. Dar\u00fcber hinaus k\u00f6nnte die Nachfrage in einigen M\u00e4rkten zur\u00fcckgehen.<\/p>

AleaSoft - European electricity market prices<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.<\/span><\/div><\/p>

Brent, Kraftstoffe und CO2<\/sub><\/h2>

Die Preise der Brent-Roh\u00f6l-Futures<\/strong> f\u00fcr den Frontmonat an der ICE-B\u00f6rse<\/strong> verzeichneten in der ersten Februarwoche einen Abw\u00e4rtstrend. So verzeichneten diese Futures am Freitag, dem 2. Februar, ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 77,33 $\/bbl. Dieser Preis lag 7,4 % unter dem des vorangegangenen Freitags und war der niedrigste der letzten drei Wochen.<\/p>

Die Besorgnis \u00fcber die Wirtschafts- und Nachfrageentwicklung in China wirkte sich in der ersten Februarwoche negativ auf die Preise f\u00fcr Brent-\u00d6l-Futures aus. Die fehlende Erwartung einer US-Zinssenkung trug ebenfalls zu diesen R\u00fcckg\u00e4ngen bei. Dar\u00fcber hinaus stiegen die US-\u00d6lvorr\u00e4te an. Au\u00dferdem beschloss die OPEC+ am 1. Februar, das vereinbarte Produktionsniveau beizubehalten.<\/p>

Die Schlusskurse der TTF-Gasfutures<\/strong> am ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat setzten in den ersten Sitzungen der Woche vom 29. Januar den am Ende der Vorwoche begonnenen Aufw\u00e4rtstrend fort. Infolgedessen erreichten diese Futures am Mittwoch, den 31. Januar, ihren w\u00f6chentlichen H\u00f6chstpreis von 30,24 \u20ac\/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies das einzige Mal, dass die Schlusskurse dieses Produkts in der zweiten Januarh\u00e4lfte \u00fcber 30 \u20ac\/MWh lagen. In den ersten Sitzungen im Februar lagen die Schlusskurse wieder unter 30 \u20ac\/MWh. Am Freitag, dem 2. Februar, lag der Schlusskurs bei 29,30 \u20ac\/MWh. Dieser Preis lag um 4,2 % h\u00f6her als am Freitag zuvor.<\/p>

Die instabile Lage im Nahen Osten trug zum Anstieg der TTF-Gasfutures-Preise in den letzten Januartagen bei. Die nach wie vor hohen europ\u00e4ischen Lagerbest\u00e4nde und das reichliche Angebot wirkten sich jedoch weiterhin negativ auf die Preise aus.<\/p>

Die Futures f\u00fcr CO2<\/sub>-Emissionszertifikate<\/strong> auf dem EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Benchmark-Kontrakt Dezember 2024 verzeichneten am Montag, den 29. Januar, den niedrigsten Wochenschlusskurs von 61,78 \u20ac\/Tonne. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dieser Schlusskurs der niedrigste seit der ersten H\u00e4lfte des Monats November 2021. Danach stiegen die Preise bis Mittwoch, den 31. Januar. An diesem Tag verzeichneten die Terminkontrakte f\u00fcr Emissionszertifikate mit 64,17 \u20ac\/t ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs. In der letzten Sitzung der Woche, am Freitag, dem 2. Februar, lag der Schlusskurs bei 63,40 \u20ac\/t und damit 0,3 % niedriger als am Freitag zuvor.<\/p>

AleaSoft - Prices gas coal Brent oil CO2<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ICE und EEX.<\/span><\/div><\/p>

AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse der Aussichten f\u00fcr die Energiem\u00e4rkte in Europa und die Energiewende<\/h2>

Am Donnerstag, den 15. Februar, veranstalten AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und AleaGreen<\/strong> ihr zweites Webinar<\/a> im Jahr 2024, dem Jahr des 25-j\u00e4hrigen Jubil\u00e4ums der Gr\u00fcndung von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. An diesem Webinar wird JLL<\/strong> zum dritten Mal in der monatlichen Webinarreihe<\/a> teilnehmen. Die Themen sind die Entwicklung und die Aussichten der europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte, der Kontext und die Trends des Energiespeichermarktes in Spanien, der Ertragsstapel und die technischen Aspekte von Batteriespeichersystemen<\/strong> sowie finanzielle \u00dcberlegungen.<\/p>

Source: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\t\t\t\t\t\t\t\t<\/div>\n\t\t\t\t<\/div>\n\t\t\t\t\t<\/div>\n\t\t<\/div>\n\t\t\t\t\t<\/div>\n\t\t<\/section>\n\t\t\t\t<\/div>\n\t\t","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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